Способ и система для управления передачей вращающего момента от вращающегося оборудования



Способ и система для управления передачей вращающего момента от вращающегося оборудования
Способ и система для управления передачей вращающего момента от вращающегося оборудования
Способ и система для управления передачей вращающего момента от вращающегося оборудования
Способ и система для управления передачей вращающего момента от вращающегося оборудования
Способ и система для управления передачей вращающего момента от вращающегося оборудования
Способ и система для управления передачей вращающего момента от вращающегося оборудования
Способ и система для управления передачей вращающего момента от вращающегося оборудования
Способ и система для управления передачей вращающего момента от вращающегося оборудования
Способ и система для управления передачей вращающего момента от вращающегося оборудования
Способ и система для управления передачей вращающего момента от вращающегося оборудования
Способ и система для управления передачей вращающего момента от вращающегося оборудования
Способ и система для управления передачей вращающего момента от вращающегося оборудования
Способ и система для управления передачей вращающего момента от вращающегося оборудования
Способ и система для управления передачей вращающего момента от вращающегося оборудования
Способ и система для управления передачей вращающего момента от вращающегося оборудования

 


Владельцы патента RU 2584704:

Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. (US)

Группа изобретений относится к области бурения и заканчивания скважин. Система для бурения в пласте ствола скважины содержит бурильную колонну с компоновкой низа бурильной колонны (КНБК), содержащей опционально невращаемую часть и буровое долото, и вставленную в ствол скважины обсадную трубу. Буровое долото выполнено с возможностью проникновения в пласт и выполнения в нем ствола скважины. На первой глубине по длине ствола скважины на обсадной колонне выполнен первый комплект выступов, содержащий по меньшей мере один выступ, функционально выполненный с возможностью управления вращением опционально невращаемой части. При этом на опционально невращаемой части выполнен по меньшей мере один брусок, который проходит вдоль по меньшей мере части опциональной невращаемой части и входит в контакт с первым комплектом выступов. Обеспечивается возможность снижения или предотвращения нежелательной передачи вращающего момента на часть КНБК, а также на остальные части бурильной колонны. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 20 ил.

 

Область техники

Для добычи углеводородов (например, нефти, газа и т.д.) из подземного пласта можно бурить скважины, пронизывающие подземный пласт. Та зона, из которой может быть произведена добыча углеводородов, обычно называется «продуктивной». В некоторых случаях подземный пласт, пронизанный стволом скважины, может иметь некоторое количество продуктивных зон в различных местах по длине ствола скважины.

Обычно после того, как ствол скважины пробурят до необходимой глубины, выполняют работы по заканчиванию. Такие работы по заканчиванию могут включать вставление в ствол скважины хвостовика или обсадной трубы и иногда цементирование хвостовика или обсадной трубы на месте. После того как ствол скважины будет закончен, как требовалось (установкой хвостовика, обсадной трубы, оставлением ствола необсаженным или другим известным методом заканчивания), могут быть выполнены стимулирующие работы для улучшения добычи углеводорода в скважину. Примерами данных стимулирующих работ могут служить гидравлический разрыв пласта, кислотная обработка ствола, нагнетание кислоты в ствол до его разрыва и технология «hydrajetting». Стимулирующие операции предназначены для увеличения расхода поступления углеводородов из окружающего ствол скважины подземного пласта в саму скважину для того, чтобы их можно было поднять к устьевому оборудованию.

В традиционных системах бурения стволов скважин разрушение породы выполняют за счет мощности вращения бурильной колонны с поверхности с использованием поверхностного роторного стола или же за счет мощности вращения, получаемой в забое из потока бурового раствора с использованием, например, гидравлического забойного двигателя. Во всех этих способах доставки энергии традиционные трехшарошечные долота, поликристаллические алмазные компактные (PCD) и алмазные долота работают на скоростях и вращающих моментах, генерируемых либо поверхностным роторным столом, либо забойным двигателем.

При использовании для генерирования вращающего момента бурения внутрискважинного двигателя, например гидравлического забойного двигателя, некоторый генерированный момент в процессе работы может быть передан бурильной колонне, а не буровому долоту. Эта нежелательная передача вращающего момента делает бурильную колонну неустойчивой. Кроме того, при этом снижается вращающий момент, передаваемый буровому долоту, что снижает эффективность буровых работ. Поэтому желательно минимизировать передачу вращающего момента Компоновке Низа Бурильной Колонны (КНБК от англ. Bottom Hole Assembly "BHA"), бурильной колонне и колтюбингу.

Краткое описание чертежей

Некоторые примеры конкретного осуществления изобретения могут быть поняты частично при рассмотрении нижеследующего описания со ссылкой на сопроводительные чертежи.

На фиг. 1 схематично изображена система для выполнения буровых работ.

На фиг. 2 схематично показана усовершенствованная буровая система в соответствии с примером осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 3 показан вид сверху в разрезе системы, показанной на фиг. 2.

На фиг. 4 показана система стопорения вращения в соответствии с другим примером осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 5а и фиг. 5b показана система стопорения вращения в соответствии с другим примером осуществления настоящего изобретения в убранном и выпущенном состояниях соответственно.

На фиг. 6 показан вид сбоку системы стопорения вращения, показанной на фиг. 5.

На фиг. 7 показана система стопорения вращения в соответствии с другим примером осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 8а и фиг. 8b показана система стопорения вращения в соответствии с еще одним примером осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 9 показаны выступающие элементы расширяемой части по фиг. 8 в убранном положении.

На фиг. 10 показаны выступающие элементы расширяемой части по фиг. 8 в выпущенном положении.

На фиг. 11а и фиг. 11b показана работа системы стопорения вращения по фиг. 8 в соответствии с примером осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 12а и фиг. 12b показана работа системы стопорения вращения по фиг. 8 в соответствии с примером осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 13а-13d показана работа системы стопорения вращения по фиг. 8 в соответствии с примером осуществления настоящего изобретения.

Хотя осуществления настоящего изобретения были изображены, описаны и определены ссылками на примеры его осуществления, такие ссылки не подразумевают ограничения раскрытия и никакого такого ограничения не должно предполагаться. Раскрытый объект изобретения способен понести значительную модификацию, изменение, а также иметь эквиваленты по форме и функциональности, что будет понятно специалистам в данной области техники на основе настоящего раскрытия. Изображенные и описанные осуществления настоящего изобретения являются исключительно примерами и не являются исчерпывающими по объему раскрытия.

Осуществление изобретения

Далее подобно описываются примеры осуществления настоящего изобретения. В целях наглядности не все отличительные признаки фактического осуществления могут быть описаны в настоящей спецификации. Естественно, следует понимать, что в процессе развития каждого из подобных фактических вариантов осуществления могут быть вынесены многочисленные особые для данного варианта решения, направленные на достижение конкретных целей, которые могут изменяться от одного варианта осуществления к другому. Кроме того, следует понимать, что такая попытка развития может быть сложной и занимающей много времени, но, тем не менее, она не станет чем-то особым для специалиста в данной области, воспользовавшегося настоящим раскрытием.

Для лучшего понимания настоящего изобретения ниже приведены примеры определенных вариантов осуществлений. Ни в коем случае приведенные примеры не должны считаться ограничивающими или определяющими объем изобретения. Варианты осуществления по настоящему изобретению могут быть применены к горизонтальным, вертикальным, отклоненным или каким-либо другим нелинейным стволам скважин в подземном пласте. Варианты осуществления могут найти применение как в нагнетательных скважинах, так в добычных скважинах, к которым относятся скважины добычи углеводородов.

Термины «присоединение» или «присоединять» или «подключение» или «подключать» в настоящем документе используются для обозначения как прямого, так и непрямого присоединения. Таким образом, если первое устройство присоединяется ко второму устройству, то это соединение может быть осуществлено через прямое соединение или через другое непрямое электрическое соединение через другие устройства и соединители. Термин «выше по скважине» в настоящем контексте означает направление вдоль по бурильной колонне или стволу скважины от дистального конца к поверхности, а термин «ниже по скважине» означает направление вдоль бурильной колонне или стволу скважины от поверхности к дистальному концу.

Следует понимать, что термины «оборудование бурения нефтяной скважины» или «система бурения нефтяной скважины» не призваны ограничить использование описанных этими терминами оборудования и процессов бурением только нефтяной скважины. Термины также охватывают бурение скважин на природный газ или на углеводороды в целом. Кроме того, такие скважины могут быть использованы для добычи, мониторинга или закачки, связанных с извлечением углеводородов или других материалов из-под земной поверхности.

Данное изобретение в целом относится к работам по бурению и заканчиванию скважины, в частности к системам и способам снижения передачи вращающего момента на КНБК и бурильную колонну.

Как показано на фиг. 1, оборудование 100 для бурения нефтяных скважин (в упрощенном для лучшего понимания виде) может включать в себя следующее: буровую вышку 105, площадку 100 буровой вышки, буровую лебедку 115, схематически представленную буровым канатом и подвижным талевым блоком, крюк 120, вертлюг 125, ведущую буровую штангу 130, роторный стол 135, бурильную трубу 140, утяжеленную бурильную трубу 145, один или несколько инструментов 150 измерения/каротажа в процессе бурения ИПБ/КПБ (MWD/LWD), один или несколько переводников 155 и буровое долото 160.

Буровой раствор подают растворонасосом 190 в вертлюг 125 по линии 195 подачи бурового насоса, которая может содержать стояк 196 и шланг 197 ведущей буровой штанги. Буровой раствор проходит через ведущую буровую штангу 130, бурильную трубу 140, утяжеленные буровые трубы (УБТ) 145 и переводники 155, выходя через форсунки или сопла в буровом долоте 160. Затем буровой раствор протекает вверх по кольцевому пространству между бурильной трубой 140 и стенкой ствола 165 скважины. Один или несколько участков ствола 165 могут быть выполненными необсаженными, в то время как один или более участков ствола 165 скважины могут быть обсажены. Бурильная труба 140 также может быть выполнена из множества звеньев бурильных труб. Бурильная труба 140 может быть одного номинального диаметра и веса (например, в фунтах на фут) или же может содержать интервалы звеньев двух и более различных номинальных диаметров и весов. Например, интервал тяжелых звеньев бурильных труб может использоваться выше интервала более легких звеньев бурильных труб для горизонтального бурения или других приложений. В качестве варианта бурильная труба 140 может содержать один или более переводников 155, распределенных по звеньям бурильных труб. Если имеется один или более переводников 155, то в состав одного или нескольких переводников может включаться измерительное оборудование (например, датчики), оборудование обмена информацией, оборудование обработки данных или другое оборудование. Звенья бурильных труб могут быть любых подходящих размеров (например, длиной 30 футов). По линии 170 возврата бурового раствора он забирается из ствола 165 скважины и возвращается назад в приемник (не показан) бурового раствора, после чего в конце концов растворонасосом 190 подается обратно в линию 195 подачи бурового раствора. Комбинация УБТ (Утяжеленной бурильной трубы) 145, инструментов 150 ИПБ/КПБ (измерения/каротажа в процессе бурения) (от англ. Measurement While Drilling («MWD»)/(Logging While Drilling (LWD)) и бурового долота имеет известное название КНБК (Компоновка низа буровой колонны). КНБК может также включать в себя наддолотный переводник, забойный двигатель (рассматриваемый ниже), стабилизаторы, яссы и перепуски под различные резьбы. Забойный двигатель работает как вращающееся устройство, которое, как известно, используют для вращения бурового долота 160. Разнообразные компоненты КНБК могут быть присоединены так, как это известно специалистам в данной области техники, например посредством соединителей. Комбинация КНБК, бурильной трубы 140 и любых содержащихся переводников 155 называется бурильной колонной. В роторном бурении бурильная колонна может вращаться роторным столом 135, или же, альтернативно, бурильная колонна может вращаться верхним приводным узлом.

Вдоль по бурильной трубе могут быть распределены один или несколько силовых датчиков 175, причем их распределение будет зависеть от потребностей системы. В целом, силовые датчики 175 могут включать в себя один или несколько первичных преобразователей, способных выдавать выходной сигнал в ответ на физическое усилие, деформацию или напряжение в материале. К таким первичным преобразователям могут быть отнесены тензометрические элементы, полупроводниковые элементы, фотонные элементы, элементы на кварцевых кристаллах или другие устройства, способные преобразовывать физическое усилие, деформацию или напряжение на материале или внутри его в электрический или фотонный сигнал. В некоторых вариантах осуществления измерения силы могут быть получены с выхода одного или нескольких первичных преобразователей в силовых датчиках 175. В других вариантах осуществления измеренная сила может быть получена на основе выходного сигнала одного или нескольких первичных преобразователей в совокупности с другими данными. Например, измеренную силу можно определить, основываясь на материальных свойствах или размерах, дополнительных данных с датчиков (например, от одного или нескольких датчиков температуры или давления), на анализе или калибровке.

Один или более силовых датчиков 175 может измерять одну или более составляющих силы, например аксиальное сжатие или расширение или вращающий момент вдоль по бурильной трубе. Один или более силовых датчиков 175 можно использовать для измерения одной или более составляющих силы, реактивно воздействующих на ствол или поглощенных стволом, например лобовое сопротивление ствола или вращающий момент ствола вдоль по бурильной трубе. Один или более силовых датчиков 175 может использоваться для измерения одной или более составляющих силы, таких как индуцированные давлением силы, изгибающие силы или другие силы. Один или несколько силовых датчиков 175 можно использоваться для измерения комбинаций сил или составляющих сил. В определенных вариантах осуществления бурильная колонна может иметь вмонтированными в себе один или более датчиков для измерения параметров, иных, чем сила, например, температуры, давления или ускорения.

В одном примере осуществления один или более силовых датчиков 175 расположены на бурильной трубе 140 или внутри нее. Другие силовые датчики 175 могут находиться на или внутри УТБ 145 или на одном или более инструментов 150 ИПБ/КПБ. Еще другие силовые датчики 175 могут быть встроены в буровое долото 160 или каким-либо иным образом присоединены к нему. Еще другие силовые датчики 175 могут быть расположены на или внутри одного или более переводников 155. Один или более силовых датчиков 175 могут выдавать одну или несколько составляющих, воздействующих на бурильную колонну на поверхности. В одном из примеров осуществления изобретения один или несколько силовых датчиков 175 могут быть вмонтированы в лебедку 115, крюк 120, вертлюг 125 или могут другим образом использоваться на поверхности для измерения одной или нескольких составляющих силы или вращающего момента, испытываемых бурильной колонной на поверхности.

Один или несколько силовых датчиков 175 могут быть присоединены к участкам бурильной колонны адгезивными средствами или приклеиванием. Адгезионное соединение или приклеивание могут быть выполнены связующими веществами, такими как эпоксидная смола или фиксаторы. Один или несколько силовых датчиков 175 могут находиться под воздействием поля силы, деформации или напряжения, связанным с полем силы деформации, силы и напряжения, испытываемыми вблизи компонента бурильной колонны, соединенной с силовым датчиком 175.

Другие силовые датчики 175 могут быть присоединены так, чтобы не испытывать целиком или частично поля силы, деформации или напряжения, которое испытывает компонент бурильной колонны, присоединенный вблизи силового датчика 175. Прикрепленные таким путем силовые датчики 175, могут, наоборот, испытывать другие условия окружающей среды, например одно или более из температуры или давления. Эти силовые датчики 175 могут быть использованы для предварительной обработки сигнала, ввода компенсаций или калибровки.

Силовые датчики 175 могут быть присоединены к одному или более из нижеперечисленного: к внутренним поверхностям компоненты бурильной колонны (например, в просвете), наружным поверхностям компонентов бурильной колонны (например, к наружному диаметру), углублениям между внутренней и наружной поверхностями компонентов бурильной колонны. Силовые датчики 175 могут быть присоединены к одной или нескольким плоскостям или другим конструкциям, ортогональным к осям диаметров компонентов бурильной колонны. Силовые датчики 175 могут быть присоединены к компонентам бурильной колонны в одном или нескольких направлениях или ориентациях относительно направлений или ориентации отдельных составляющих сил или комбинаций составляющих сил, которые подлежат измерению.

В некоторых вариантах осуществления силовые датчики могут присоединяться к компонентам бурильной колонны комплектами. В других вариантах осуществления силовые датчики 175 могут содержать комплекты первичных преобразователей. Когда применяют комплекты силовых датчиков 175 или комплекты первичных преобразователей, составляющие комплектов могут соединяться или одинаково, или по-разному. Например, элементы в комплекте силовых датчиков 175 или первичных преобразователей могут иметь по отношению друг к другу различные направления или ориентации. В комплекте силовых датчиков 175 или комплекте первичных преобразователей один или несколько элементов может быть приклеен для восприятия интересующего поля деформации, а один или несколько других элементов комплекта (так называемые «пустышки») могут быть приклеены так, чтобы не испытывать воздействие этого же поля деформации. Пустышки могут, тем не менее, испытывать одно или более условий окружающей среды. Элементы комплекта силовых датчиков 175 или первичных преобразователей могут быть симметрично присоединены к компоненту бурильной колонны. Например, три, четыре или более элементов комплекта первичных преобразователей или комплекта силовых датчиков могут быть существенно равномерно разнесены по периметру компонента бурильной трубы. Комплекты силовых датчиков 175 или первичных преобразователей могут быть использованы для следующего: измерение различных составляющих силы (например, по направлениям), удаления одной или нескольких составляющих силы из измерения или для компенсации воздействия таких факторов, как давление или температура. Определенные силовые датчики, приводимые в качестве примера, могут включать в себя первичные преобразователи, преимущественно однонаправленные. Силовые датчики 175 могут использовать свободно распространяемые на рынке комплекты первичных преобразователей, такие как мосты или розы.

На фиг. 2 показана усовершенствованная система бурения в соответствии с примером осуществления настоящего изобретения. Как указывалось выше, КНБК 202 может включать в себя некоторое количество различных компонентов, в том числе забойный двигатель 204 и буровое долото 206. Как будет понятно специалистам в данной области техники с помощью настоящего раскрытия, забойный двигатель 204 обычно представляет собой забойный двигатель объемного типа, использующий гидравлическую мощность бурового раствора для приведения в движение бурового долота 206. В соответствии с примером осуществления настоящего изобретения КНБК 202 может содержать опционально невращаемую часть 208. Опционально невращаемая часть 208 КНБК 202 может содержать любой из компонентов КНБК 202, за исключением забойного двигателя 204 и бурового долота 206. Например, опционально невращаемая часть 208 может содержать УБТ 145, инструменты 150 ИПБ/КПБ, наддолотный переводник, стабилизаторы, яссы и перепуски.

Как показано на фиг. 2, опционально невращаемая часть 208 КНБК 202 может также содержать один или более брусков 210, проходящих вдоль ее части. Хотя показано, что бруски 210 по примеру осуществления по фиг. 2 проходят вдоль всей длины опционально невращаемой части 208, как будет понятно специалистам в данной области техники по данному раскрытию, в другом примере осуществления бруски могут проходить только вдоль части длины опционально невращаемой части 208. Бруски могут быть выполнены из любого пригодного материала, включая в том числе медь, латунь или сталь.

В процессе бурения и обустройства подземных стволов скважин обычно в ствол скважины помещают колонны из обсадных труб. Для стабилизации обсадных труб часто вниз по обсадным трубам закачивают цементный раствор, который дальше прокачивается вверх по кольцевому пространству между обсадной трубой и стенками ствола скважины. Обсадная труба может выполнять несколько функций, среди которых можно назвать защиту находящихся рядом со стволом пластов пресной воды, изолирование зоны ухода бурового раствора или изолирование пластов со значительно различающимися градиентами давления. Соответственно, как показано на фиг. 2, обсадная труба 212 может проходить вдоль участка ствола скважины, покрывая его внутреннюю поверхность. В соответствии с примером осуществления настоящего изобретения обсадная труба 212 может содержать один или несколько комплектов выступов по своей длине. В примере осуществления по фиг. 2 обсадная труба 212 содержит первый комплект 214 выступов и второй комплект 216 выступов, расположенных ниже по скважине относительно первого комплекта выступов 214. Каждый из комплектов выступов может содержать один или более выступов, расположенных в различных радиальных местоположениях существенно на одной глубине в стволе скважины. В одном варианте осуществления выступы каждого из комплектов 214, 216 могут быть симметрично расположены вдоль внутреннего периметра обсадной трубы 212.

На фиг. 3 изображен вид сверху системы бурения в соответствии с примером осуществления настоящего изобретения. Конкретнее, на фиг. 3 показан вид сверху в разрезе системы по фиг. 2, содержащей первый комплект выступов 212, опционально невращаемую часть 208 и бруски 210.

В процессе бурения сила, генерируемая забойным двигателем 204 для вращения бурового долота 206, может также вращать и другие части КНБК 202. На фиг. 2 и фиг. 3 показан вращающий момент 218, который в одном примере осуществления может быть приложен в направлении против часовой стрелки. В соответствии с осуществлением настоящего изобретения буровая система может быть оборудована системой 200 стопорения вращения, состоящей, по меньшей мере, из одного бруска 210 и комплекта 214 выступов. Конкретнее, в процессе вращения опционально невращаемой части 208 КНБК 202 бруски 210 вращаются, пока не дойдут до выступов первого комплекта 214 выступов, который расположен на первой глубине в стволе скважины. Как только бруски 210 войдут в соприкосновение с выступами первого комплекта 214 выступов, опционально невращаемая часть 208 КНБК 202 не сможет больше вращаться. Соответственно, комплект 214 выступов может управлять вращением опционально невращаемой части 208 КНБК 202. После соприкосновения брусков 210 с первым комплектом 214 выступов опционально невращаемая часть 208 создаст жесткую опору забойному двигателю 204 и подаваемый вращающий момент 218 будет направлен буровому долоту 296. Кроме того, так как вращение опционально невращаемой части 208 ограничено взаимодействием брусков 210 с первым комплектом 214 выступов, то появляется возможность снижения или предотвращения нежелательной передачи вращающего момента на часть КНБК 202, а также и на остальные части бурильной колонны.

В одном варианте осуществления по мере продолжения бурения и продвижения КНБК 202 далее по скважине наступит момент, когда бруски 210 пройдут первый комплект 214 выступов. В одном варианте осуществления на второй глубине может быть расположен второй комплект 216 выступов таким образом, чтобы они могли обеспечивать интерфейс для брусков 210, посредством которого они могли бы контролировать вращение опционально невращаемой части 208 после того, как КНБК 202 достигнет второй глубины в стволе скважины. Таким образом, для управления вращением опционально невращаемой части 208 КНБК 202 в различных местоположениях ствола скважины можно использовать различные комплекты выступов.

Как будет понятно специалистам в данной области техники по данному раскрытию, настоящее изобретение не ограничивается по числу брусков на опционально невращаемой части КНБК 202, по количеству выступов в каждом комплекте выступов, по количеству комплектов выступов в обсадной трубе или по расстоянию между комплектами выступов. Соответственно, можно использовать любое желательное количество или компоновку брусков и выступов. Специалисту в данной области техники с помощью данного раскрытия будет понятно, что длину брусков 210 и промежутки между различными комплектами 214, 216 выступов можно спроектировать таким образом, чтобы, когда буровое долото 206 проникает в пласт, будет всегда иметься комплект выступов, который сможет взаимодействовать с брусками 210 и препятствовать вращению опционально невращаемой части 208 КНБК 202. В одном примере осуществления комплекты 214, 216 выступов могут быть расположены друг от друга на расстоянии 40 футов. Кроме того, в одном варианте осуществления бруски 210 могут проходить 40 футов вдоль наружной поверхности опционально невращаемой части 208. Дополнительно, бруски 210 и комплекты 214, 216 выступов могут быть спроектированы оператором под специфические требования места проведения работ. Например, в одном варианте осуществления бруски 210 и комплекты 214, 216 выступов могут быть спроектированы для выдерживания вращающего момента 2000 фут-фунт.

В одном примере осуществления выступы комплектов 214 и 216 могут быть спроектированы убираемыми в обсадную трубу 212. В этом осуществлении оператор может выборочно активировать или деактивировать выступы для непрепятствования или препятствования вращению опционально невращаемой части 208 КНБК 202. Аналогичным образом, в одном варианте осуществления бруски 210 могут быть спроектированы убираемыми в опционально невращаемую часть 208 КНБК 202. Конструкция и исполнение убираемых компонентов хорошо известна специалистам в данной области техники и поэтому не будет рассмотрена здесь детально. Кроме того, в одном примере осуществления бруски могут съемно прикрепляться к опционально невращаемой части 208 КНБК 202. Аналогичным образом, выступы могут быть сформированы как единое целое с обсадной трубой 212 или же могут съемно прикрепляться к ней. В одном примере осуществления выступы могут быть выполнены из чугуна. Съемное прикрепление брусков 210 и/или комплектов 214, 216 выступов облегчает их замену или ремонт в случае их повреждения в процессе бурения.

Хотя показанная на фиг. 2 и фиг. 3 система 200 стопорения вращения показана расположенной на опционально невращаемой части 208, специалистам в данной области техники на основании настоящего раскрытия должно быть понятно, что те же самые способы и системы могут быть использованы при помещении системы 200 стопорения вращения в других местоположениях по длине бурильной колонны. Например, в одном примере осуществления систему 200 стопорения вращения можно разместить на бурильной трубе 140.

На фиг. 4 показана система 400 стопорения вращения в соответствии с другим примером осуществления настоящего изобретения. В этом примере осуществления система 400 стопорения вращения изображена расположенной на бурильной трубе 140. Однако, как должно быть понятно специалистам в данной области техники на основании настоящего раскрытия, систему 400 стопорения вращения можно разместить в любом местоположении буровой системы, например на опционально невращаемой части 208 КНБК 202, как рассмотрено выше со ссылкой на фиг. 2 и фиг. 3. В одном варианте осуществления система 400 стопорения вращения расположена вокруг периметра бурильной трубы 140 и имеет возможность перемещения вдоль бурильной трубы 140. Бурильная труба 140 может содержать первую часть 404, не имеющую выступов и пазов. Наружный периметр бурильной трубы 140 может содержать выступы, идущие вдоль второй части 406 и формирующие на ней планки 408. Система 400 стопорения вращения может содержать захваты 410, которые могут входить в зацепление с планками, а наружная поверхность системы 400 стопорения вращения может содержать бруски 412. Бруски 412 могут быть сделаны из любого материала, такого как, например, сталь или армированная карбидом сталь. Бруски 412 могут входить в соприкосновение с обсадной трубой или стенкой ствола скважины, тем самым существенно препятствуя вращательному движению узла 400 стопорения вращения.

Во время работы система 400 стопорения вращения может находиться в первой позиции на первой части 404 бурильной трубы 140. При нахождении в данной позиции захваты 410 не входят в зацепление с планками на бурильной трубе 140. То есть бурильная труба 140 может двигаться независимо от системы 400 стопорения вращения, и они вращательно не соединены друг с другом. Следовательно, в этой позиции, хотя узел 400 стопорения вращения вращательно и удерживается брусками 412, но бурильная труба 140 может свободно вращаться. Когда желательно подавить вращение бурильной трубы 140, систему 400 стопорения вращения можно переместить во вторую позицию на второй части 406 бурильной трубы. При нахождении во второй позиции захваты 410 входят в зацепление с планками 408, вращательно соединяя бурильную трубу с системой 400 стопорения вращения. То есть во второй позиции бруски 412 существенно препятствуют вращательному движению бурильной трубы 140.

Как должно быть понятно специалистам в данной области техники на основе данного раскрытия, перемещение системы 400 стопорения вращения между первой позицией и второй позицией может управляться любым возможным средством. Например, в одном примере осуществления узел 400 стопорения вращения может быть подпружиненным. В другом примере осуществления изобретения установка узла 400 стопорения вращения в определенную позицию может управляться дистанционно оператором. Способы и системы дистанционного управления передвижением компонентов широко известны специалистам в данной области техники и поэтому здесь подробно рассмотрены не будут.

На фиг. 5а и 5b показана система 500 стопорения вращения в соответствии с еще одним примером осуществления настоящего изобретения. В данном варианте осуществления изображенные на фиг. 2 и фиг. 3 бруски 210 могут быть заменены некоторым количеством пружинных брусков 510. Как видно по фиг. 5а и 5b, пружинные бруски 510 можно выпускать или убирать, работая пружинами 512. Как должно быть понятно специалисту в данной области техники на основе настоящего раскрытия, настоящее изобретение не ограничивается каким-либо конкретным количеством пружинных брусков 510 и количество пружинных брусков 510 может быть определено пользователем на основе параметров конструкции. Например, в одном из примеров осуществления может быть использован только один пружинный брусок 510. В других примерах осуществления некоторое количество пружинных брусков может быть симметрично или асимметрично расположено вокруг наружной поверхности системы 500 стопорения вращения. Каждый пружинный брусок 510 может включать в себя соответствующую пружину 512.

В процессе работы в исходном состоянии пружинные бруски 510 могут находиться в убранном состоянии, как показано на фиг. 5а. Система 500 стопорения вращения может также включать в себя конусную оправку с J-образным слотом, которую можно использовать для выпускания или убирания пружинных брусков 510. В одном примере осуществления точка пружинных брусков 510, контактирующая с окружающей обсадной трубой 514 или стенкой ствола скважины, может иметь зубья, сформированные аксиально относительно оси ствола скважины. При активировании пружинные бруски 510 могут выпускаться, как показано на фиг. 5b.

На фиг. 6 показан вид сбоку показанной на фиг. 5 системы 500 стопорения вращения. Как видно по фиг. 6, в одном примере осуществления пружинные бруски 510 могут стоять под углом к опционально невращаемой части так, чтобы, например, быть направленными немного вверх. Соответственно, система 500 стопорения вращения может позволять бурильной колонне двигаться вниз. Конкретно, движение бурильной колонны 602 снимет давление пружинных брусков на обсадную трубу или стенку ствола скважины, позволив тем самым двигаться самой бурильной колонне. Однако, как будет понятно специалисту в данной области техники на основании настоящего раскрытия, в осуществлении изобретения с наклоненными пружинными брусками 500 движение вниз бурильной колонны может привести к порождению на бурильной колонне вращающего момента. Например, в примере осуществления по фиг. 6, движение вниз бурильной колонны 602 медленно создает вращающий момент 604, приводящий к закручиванию в левую сторону. Это закручивание может в конце концов приложить высокий вращающий момент к компонентам бурильной колонны 602. В одном примере осуществления с наклоненными пружинными брусками 510 буровое долото 160 может быть случайно ослаблено, что станет причиной вращения пружинных брусков 510 в обратную сторону, в результате чего вращающий момент 604 ослабнет.

В одном примере осуществления, показанном на фиг. 7, система 500 стопорения вращения, показанная на фиг. 5 и 6, может быть скомбинирована с осуществлением по фиг. 4. Конкретнее, может быть обеспечена система 700 стопорения вращения, содержащая пружинные бруски 710. Система 700 стопорения вращения может также содержать захваты 711, входящие в зацепление с канавками 708 на части бурильной трубы, например бурильной трубы 140. Соответственно, как было рассмотрено выше со ссылкой на фиг. 4, система 700 стопорения вращения может быть установлена в первую позицию на первой части 704 бурильной трубы 140, в которой она позволяет бурильной колонне вращаться. Альтернативно, система 700 стопорения вращения может быть переставлена во вторую позицию на второй части 706 бурильной трубы 140, в которой она стопорит вращательное движение бурильной трубы 140.

С использованием показанной на фиг. 7 системы 700 стопорения вращения буровые работы не придется останавливать для того, чтобы убрать пружинные бруски 710. В одном примере осуществления к бурильной колонне может быть присоединена оправка. Оправка может удерживать пружинные бруски 710 шплинтом, трубкой шестигранной формы или другим подходящим средством. Оправка также может включать в себя пружину. В одном примере осуществления пружина на оправке может толкать пружинные бруски 710, пока бурильная колонна толкает вниз буровое долото 160, тем самым устанавливая пружинные бруски в убранное положение. По мере продолжения бурения бурильная колонна продвигается вниз по стволу. После того как бурильная колонна пройдет вниз по стволу заданное расстояние, оправка может позволить пружинным брускам 710 перейти в свое выдвинутое положение. При отпускании пружинных брусков 710 активируется система стопорения вращения и существенно препятствует вращению опционально невращаемой части бурильной колонны. При продолжении бурения оправка перемещается назад глубже по скважине поверх пружинных брусков 710 и процесс продолжается до завершения буровых работ. Соответственно, специалистам в данной области техники на основе данного раскрытия будет понятно, что оправка может быть спроектирована для убирания и выпуска пружинных брусков 710 при перемещении бурильной колонны вниз по стволу на заданное расстояние.

На фиг. 8а и фиг. 8b показана система 800 стопорения вращения в соответствии с еще одним примером осуществления настоящего изобретения. Система 800 стопорения вращения может содержать пружину 802 и расширяемую часть 804. Расширяемая часть 804 может содержать корпус 806 с выступающими элементами 808. Расширяемая часть может также содержать канавки 810, входящие в зацепление с бурильной трубой 140 и вращательно соединяющие бурильную трубу 140 с расширяемой частью 804. При продолжении буровых работ бурильная труба 140 может скользить вверх или вниз по канавкам расширяемой части 804. Например, как показано на фиг. 8b, пружина 802 может быть сжата и расширяемая часть 804 может быть протолкнута поверх канавок на бурильной трубе 140 по мере того, как бурильную трубу продвигают далее по стволу скважины в процессе бурения. На фиг. 9 выступающие элементы 808 показаны в убранном положении, а на фиг. 10 выступающие элементы 808 показаны в выпущенном положении. В соответствии с осуществлением по настоящему раскрытию, как показано на фиг. 8b, выступающие элементы 808 могут быть деактивированы в случае, если нет надобности в стопорении вращения. В одном варианте осуществления выступающие элементы 808 могут быть повернуты для выпускания из расширяемой части 804 или для уборки внутрь нее.

На фиг. 11 и фиг. 12 показано использование системы 800 стопорения вращения на буровых работах в соответствии с примером осуществления настоящего изобретения. Как видно по фиг.11а, при ведении буровых работ колтюбинг может быть закручен против часовой стрелки за счет вращающего момента, прилагаемого в процессе бурения. На фиг. 11b показан вид снизу расширяемой части 804 с выступающими элементами 808. По мере закручивания колтюбинга выступающие элементы 808 расширяемой части 804 могут выходить в положение расширения (как показано на фиг. 10 и фиг. 11b), входя в соприкосновение с окружающей обсадной трубой или стенкой ствола скважины и стопоря вращение расширяемой части 804. Так как бурильная труба 140 вращательно присоединена к расширяемой части 804, то она также прекращает вращение.

При продолжении бурения бурильная труба 140, способная скольжением перемещаться через расширяемую часть 804, продолжает свое движение далее по скважине и пружина 802 сжимается, как это показано на фиг. 12а. При увеличении рабочего хода до максимума действие по бурению не может больше продолжаться и вращающий момент бурения ослабляется. При ослаблении вращающего момента бурения колтюбинг может раскрутиться назад, а выступающие элементы 808 могут возвратиться в свое убранное положение, как показано на фиг. 12b. После того как выступающие элементы 808 возвратились в свое убранное положение, они разблокируют вращение расширяемой части 804 и бурильной трубы 140. Пружина 802 снова может затем вернуться в свое исходное положение, показанное на фиг. 11а, бурильная труба может спокойно перемещаться вниз по забою, и буровые работы могут быть продолжены. Вышеуказанные этапы могут повторяться до момента завершения буровых работ.

На фиг. 13а-d показана работа системы стопорения вращения в соответствии с еще одним примером осуществления настоящего изобретения. Система стопорения вращения может содержать пружину 1302, прикрепленную к расширяемой части 1304. Расширяемая часть 1304 может содержать корпус 1306 и некоторое количество убираемых выступающих элементов 1308. В одном из примеров осуществления расширяемая часть 1304 может содержать 6 убираемых выступающих элементов 1308. Как будет понятно специалистам в данной области техники на основе данного раскрытия, способы и системы, раскрываемые здесь, не ограничены каким-либо конкретным количеством убираемых выступающих элементов 1308, и вариант осуществления с 6-ю слотами используется здесь только в целях иллюстрации.

В одном варианте осуществления изобретения бурильная труба 140 может содержать некоторое количество планок 1310, соответствующих убираемым выступающим элементами 1308. В одном примере осуществления бурильная труба 140 может содержать 6 планок 1310. Корпус 1306 может содержать некоторое количество слотов, которые могут входить в зацепление с планками 1310. В одном примере осуществления корпус может содержать пару слотов 1312, 1314 для каждой комбинации убираемого выступающего элемента 1308 и планки 1310, как показано на фиг. 13d. Как показано на фиг. 13d, один из слотов 1314 каждой пары может соответствовать позиции, в которой планка 1310 выравнивается с соответствующим убирающимся выступающим элементом, а другой слот 1312 каждой пары может соответствовать позиции, в которой планка 1310 не выравнивается с убираемым выступающим элементом 1308. Кроме того, могут быть предусмотрены J-образные слоты 1314, которые могли бы поворачивать расширяемую часть 1304 таким образом, чтобы планки 1310 позиционировались бы так, чтобы проходить либо через слоты 1312, либо через слот 1314. Соответственно, в примере осуществления с 6-ю убираемыми выступающими элементами 1308, J-образные слоты 1314 могут поворачивать расширяемую часть 1304 на 1/12 оборота.

В соответствии с примером осуществления настоящего изобретения, использующим показанную на фиг. 13 систему стопорения вращения, планки 1310 могут быть выровнены с убираемыми выступающими элементами 1308 и могут пройти через слоты 1314, перемещая убираемые выступающие элементы 1308 в выпущенное положение. При выпущенных убираемых выступающих элементах 1308 расширяемая часть 1304 соприкасается со стенкой ствола скважины или с обсадной трубой и ее вращение стопорится согласно иллюстрации на фиг. 13а. Кроме того, бурильная труба 140, вращательно присоединенная к расширяемой части 1308 посредством планок 1310, также стопорится в своем вращении, но сохраняет способность скользить вверх или вниз через слот 1314.

Когда система стопорения вращения управляет вращением бурильной трубы 140, бурение может быть начато. Как показано на фиг. 13b и 13с, при продолжении бурения пружина 1302 становится сжатой и планки 1310 и бурильная труба 140 движутся глубже по скважине до момента, пока планки 1310 не расцепятся со слотами 1314. Кроме того, J-образный слот 1316 повернул расширяемую часть 1304 на 1/12 оборота, выровняв тем самым планки со слотами 1312. Планки 1310, находящиеся в слотах 1312, не выровнены с убираемыми выступающими элементами 1308, которые остаются убранными. Как только убираемые выступающие элементы 1308 уберутся, пружина 1302 разожмется, толкнув вниз расширяемую часть 1304, как показано на фиг. 13а. J-образный слот 1316 затем прокрутит расширяемую часть 1304 на 1/12 оборота, выровняв планки 1310 со слотами 1314 и выпустив убирающиеся выступающие элементы 1308. Затем процесс повторяют, пока ствол скважины не будет пробурен до требуемой глубины.

Как будет понятно специалисту в данной области техники на основе настоящего раскрытия, способы и системы, раскрытые здесь, являются адаптируемыми для бурения с вращением долота либо по часовой стрелке, либо против часовой стрелки. Как будет понятно специалисту в данной области техники на основе настоящего раскрытия, системы 500, 700 стопорения вращения могут быть расположены в любом выбранном месте по длине бурильной колонны. Например, в одном из примеров осуществления системы 500, 700 стопорения вращения могут быть расположены на бурильной трубе 140, в другом примере осуществления изобретения системы 500, 700 стопорения вращения могут быть расположены на опционально невращаемой части 208. Еще в одном примере осуществления несколько систем 200, 500, 700 стопорения вращения могут быть расположены в различных местоположениях на длине бурильной колонны с целью, например, обеспечения резервирования,

Как будет понятно специалисту в данной области техники на основе настоящего раскрытия, система стопорения вращения обеспечивает более плавное бурение (за счет, например, уменьшения подскока долота). Кроме того, специалисту в данной области техники на основе настоящего раскрытия будет понятно, что в определенных вариантах осуществления, часть бурильной колонны, расположенная выше по скважине относительно системы стопорения вращения и/или опционально невращаемой части бурильной колонны, может содержать колтюбинг. В приведенных примерах осуществления изобретения система стопорения вращения снижает торсионную усталость колтюбинга выше по скважине.

Соответственно, настоящее изобретение хорошо адаптировано для выполнения задач и достижения целей, как указанных, так и подразумеваемых здесь. Несмотря на то, что изобретение было изображено, раскрыто и определено со ссылками на примеры осуществления, такие ссылки не подразумевают ограничения изобретения и никакие такие ограничения не предполагаются. Изобретение способно понести значительную модификацию, изменение, а также иметь эквиваленты по форме и функциональности, как будет понятно специалистам в данной области техники на основе настоящего раскрытия. Изображенные и раскрытые примеры не являются исчерпывающими для изобретения. Следовательно, изобретение считается ограниченным только сущностью и объемом прилагаемой формулы изобретения, дающей полное представление об эквивалентах во всех аспектах.

1. Система для бурения в пласте ствола скважины, содержащая:
бурильную колонну;
причем бурильная колонна содержит компоновку низа бурильной колонны (КНБК);
причем КНБК содержит опционально невращаемую часть и буровое долото;
причем буровое долото выполнено с возможностью проникновения в пласт и выполнения в нем ствола скважины;
первый комплект выступов, расположенных на первой глубине по длине ствола скважины;
причем первый комплект выступов содержит по меньшей мере один выступ; и
причем первый комплект выступов функционально выполнен с возможностью управления вращением опционально невращаемой части;
вставленную в ствол скважины обсадную трубу,
причем первый комплект выступов расположен на обсадной трубе;
по меньшей мере один брусок на опционально невращаемой части;
причем по меньшей мере один брусок проходит вдоль по меньшей мере части опциональной невращаемой части; и
причем по меньшей мере один брусок входит в контакт с первым комплектом выступов.

2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что по меньшей мере один брусок выполнен с возможностью удаления из опционально невращаемой части и с возможностью втягивания в опционально невращаемую часть.

3. Система по п. 2, отличающаяся тем, что по меньшей мере один брусок выполнен с возможностью выдвижения и втягивания с помощью пружины.

4. Система по п. 3, отличающаяся тем, что по меньшей мере один брусок расположен под углом к опционально невращаемой части.

5. Система по п. 1, отличающаяся тем, что по меньшей мере один брусок выполнен из материала, выбранного из группы, состоящей из меди, латуни и стали.

6. Система по п. 1, отличающаяся тем, что дополнительно содержит:
второй комплект выступов, расположенных на второй глубине по длине ствола скважины;
причем второй комплект выступов функционально выполнен с возможностью управления вращением опционально невращаемой части при перемещении опционально невращаемой части на вторую глубину.

7. Система по п. 1, отличающаяся тем, что первый комплект выступов выполнен из чугуна.

8. Система по п. 1, отличающаяся тем, что часть бурильной колонны, расположенная выше по скважине относительно опционально невращаемой части, содержит колтюбинг.

9. Способ управления вращением опционально невращаемой части бурильной колонны в стволе скважины, содержащий:
установку системы стопорения вращения в первую позицию на бурильной колонне;
причем в первой позиции система стопорения вращения вращательно не соединена с опционально невращаемой частью бурильной колонны; и
перемещение системы стопорения вращения во вторую позицию на бурильной колонне;
причем во второй позиции система стопорения вращения вращательно соединена с опционально невращаемой частью бурильной колонны, и
причем во второй позиции один или несколько брусков на системе стопорения вращения по существу препятствуют вращению опционально невращаемой части бурильной колонны.

10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что систему стопорения вращения перемещают из первой позиции во вторую позицию механизмом, выбираемым из группы, состоящей из пружинного механизма и дистанционно управляемого механизма.

11. Способ по п. 9, отличающийся тем, что один или несколько брусков представляют собой пружинные бруски.

12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что дополнительно содержит:
присоединение оправки к бурильной колонне;
причем оправка выполнена с возможностью передвижения вдоль по бурильной колонне;
причем оправка функционально выполнена с возможностью перемещения одного или более пружинных брусков в убранное положение; и
причем оправка выполнена с возможностью освобождения пружинных брусков, позволяя им перейти в выпущенное положение, когда бурильная колонна перемещается вниз по стволу скважины на заданное расстояние.

13. Способ по п. 9, отличающийся тем, что часть бурильной колонны, находящаяся выше по скважине от опционально невращаемой части, содержит колтюбинг.

14. Система стопорения вращения для бурильной колонны, содержащая:
расширяемую часть,
причем расширяемая часть выполнена с возможностью скольжения вдоль бурильной колонны;
причем расширяемая часть содержит один или несколько выступающих элементов,
причем один или более выступающих элементов выполнены с возможностью выдвижения из расширяемой части и убирания в расширяемую часть;
причем расширяемая часть функционально выполнена с возможностью по существу препятствовать вращению опционально невращаемой части бурильной колонны, и
пружину;
причем пружина выполнена с возможностью управления перемещением расширяемой части вдоль бурильной колонны.

15. Система по п. 14, отличающаяся тем, что часть бурильной колонны, расположенная выше по скважине относительно системы стопорения вращения, содержит колтюбинг.

16. Система по п. 14, отличающаяся тем, что предусмотрена возможность управления с помощью вращения расширяемой части выдвижением или убиранием по меньшей мере одного выступающего элемента.

17. Система по п. 14, отличающаяся тем, что дополнительно содержит:
планку, сформированную на бурильной колонне;
пару слотов, сформированных на расширяемой части;
причем пара слотов функционально выполнена с возможностью зацепления с планкой;
причем пара слотов содержит первый слот и второй слот;
причем первый слот соответствует одному или нескольким выступающим элементам, а второй слот не соответствует одному или нескольким выступающим элементам; и
J-образный слот, который функционально выполнен с возможностью поворота расширяемой части на заданную величину с целью селективного зацепления одного из первого или второго слотов с планкой.

18. Система по п. 16, отличающаяся тем, что выполнена с возможностью по существу препятствовать вращению бурильной колонны при входе планки в зацепление с первым слотом.



 

Похожие патенты:

Компоновка тракторов для применения на забое нефтегазоносных скважин с использованием нескольких тракторов одновременно содержит гидравлический привод и может создавать существенное увеличение общей грузоподъемности при выполнении работы забойными тракторами.

Изобретение относится к буровой технике, в частности к буровым снарядам для бурения скважин. .

Изобретение относится к области бурения, а именно к буровой системе, используемой при строительстве ствола скважины для последующей добычи углеводородов. .

Группа изобретений относится к оборудованию и операциям в подземных скважинах, а именно к поршневым тянущим системам, способам функционирования поршневой тянущей системы и способам продвижения трубчатой колонны в стволе скважины. Технический результат заключается в обеспечении продвижения трубчатой колонны в стволе скважины. Поршневая тянущая система содержит первую группу из первого и второго поршневых узлов, которые выполнены с возможностью герметично контактировать со стволом скважины, и насос, выполненный с возможностью перемещения первой текучей среды между первым кольцевым пространством, изолированным между первым и вторым поршневыми узлами, и вторым кольцевым пространством. Способ функционирования поршневой тянущей системы содержит приведение в герметичный контакт со стволом скважины первой группы из первого и второго поршневых узлов, сцепление второго поршневого узла со стволом скважины и перекачивание первой текучей среды из первого кольцевого пространства, образованного между первым и вторым поршневыми узлами, причем первый поршневой узел прикрепляют к трубчатой колонне, обеспечивая возможность перемещения трубчатой колонны через второй поршневой узел. Способ продвижения трубчатой колонны в стволе скважины содержит приведение в герметичный контакт первого и второго поршневых узлов со стволом скважины, причем каждый из первого и второго поршневых узлов содержит первое захватное устройство, которое выборочно сцепляют со стволом скважины, а второй поршневой узел содержит второе захватное устройство, которое выборочно сцепляют с трубчатой колонной. 3 н. и 73 з.п. ф-лы, 9 ил.
Наверх